喇萨哈油田层系井网重组方式研究

2012-11-10王贺军大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163712

长江大学学报(自科版) 2012年10期

王贺军 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712)

喇萨哈油田层系井网重组方式研究

王贺军 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712)

喇萨杏油田在层系井网重组过程中，应用多学科油藏研究和层系井网优化技术，确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限，形成“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的层系井网重组方式。2008年以来在多个区块开展不同形式的层系井网重组试验，实施后改善了区块开发效果、水驱采收率得到提高，为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴。

喇萨杏油田；特高含水期；层系井网；重组

喇萨杏油田是大庆油田的主体油田，为大型陆相浅水湖盆河流三角洲沉积体系，发育有萨、葡、高3套油层，41个砂岩组，136个小层，油层多，非均质性严重，层间、平面及层内矛盾非常突出。自1960年投入开发以来陆续开展了以层系细分为主的一次加密调整，以薄差油层井网加密为主的二次加密调整，以挖掘零散剩余油为主的三次加密调整，以聚合物驱为主体的三次采油调整，经历了多次布井、多次调整的开发过程，井网密度达到40～100口/km2。目前，喇萨杏油田综合含水达到92.75%，已进入特高含水期开采阶段，多套层系井网交错、多种驱替方式并存、剩余油高度分散、储采失衡等困难成为此阶段需要进一步解决的问题。

1 喇萨杏油田层系井网面临的主要问题

1.1水驱层系井网交叉、连通关系复杂

喇萨杏油田在开发调整过程中，每次开发调整层系虽有不同，但是经过基础井网及一次、二次和三次加密调整，开采层系交错，造成同一层段内有多套井网开发，如萨中开发区和杏北、杏南开发区一般有4套水驱井网开采层系交叉，如杏树岗A区，4套井网均开采萨葡油层。同时，为达到产能设计要求，进一步完善注采关系，各套层系井网均射开了调整对象以外的部分油层，造成井网间射孔对象相互交叉(见表1)。实施情况导致了井网间连通关系复杂，一口注水井与多套层系的多口采油井相连通，一口采油井也有多套层系多口注水井为其注水，为动态分析、跟踪调整带来难度，进入特高含水期后这种矛盾更加突出。

表1 喇萨杏油田典型区块层系井网射孔情况

1.2加密调整井射孔井段长，调整对象分散，层间干扰严重

喇萨杏油田逐次加密后调整对象变差，一次加密调整时以渗透率(100～300)×10-3μm2的中低渗透层为主，二次加密调整时以渗透率100×10-3μm2以下的薄差油层为主,三次加密时以渗透率20×10-3μm2左右的表外储层为主，特别是二、三次加密井，射开单层厚度小，一般射开有效厚度10m以下，分布在100～300m左右的层段上，调整对象十分分散。如萨尔图A区二次加密井射开砂岩的有效厚度分别为26.4、8.1m，射孔层分布在萨Ⅰ-高Ⅰ组油层214m的井段内(见表1)。

2 确定层系井网调整框架和模式

喇萨杏油田特高含水期层系井网优化调整，遵循“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的方式，以油层分类为指导细化层系，由按开发对象性质组合层系、大段合采转变为细化层段后分对象细分调整。

2.1一类油层

以泛滥平原相、分流平原相河道砂体沉积为主，河道砂钻遇率在60%以上，喇萨杏油田主要是葡Ⅰ组油层，目前已经全面进行聚合物驱开采，并经陆续进入后续水驱阶段。聚驱后中强水洗厚度比例为82.9%，纵向上各类水洗级别交互分布，主要是层内矛盾, 具体表现是聚驱后低效无效循环严重。调整对策如下：在搞清剩余油分布特征的基础上，通过局部剩余油富集部位打水平井和分流线加密等井网重构方式，与注入剂优化相结合挖潜。

2.2二类油层

以三角洲内前缘相水下分流河道砂体沉积为主，河道砂钻遇率在20%～60%之间，主要分布在萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅱ油层组，与一类油层相比，油层平面、层间矛盾更加突出。这类油层中、弱水洗及未水洗厚度比例达87.1%，主要问题是多元驱共存、平面和层间非均质严重。调整对策如下：新钻125～175m三次采油井网逐段开采，提高中、弱水洗段的驱油效率和未水洗段的波及体积，现有水井井网中对二类油层三采层位实施相应的封堵。

2.3三类油层

以三角洲外前缘相席状砂体沉积为主，主要分布在萨Ⅰ组、高台子油层，该类油层具有层数多、单层厚度小、渗透率低的特点，其主要问题是由于砂体规模小，导致单砂体水驱控制程度只有60%～80%，单砂体完善程度低，水驱挖潜效率低。调整对策如下：按照三次加密与三次采油相结合方式部署新井网，将现有水驱井网逐步转为三类油层开发井。

针对各类油层剩余油特点，考虑后期挖潜需要，初步形成一类油层三次采油井网、新钻二类油层三次采油井网、现水驱井网考虑三类油层三次采油的层系井网整体框架(见图1)。

图1 喇萨杏油田分类油层层系井网调整框架示意图

3 现场试验

萨尔图B区位于萨尔图油田北部，发育萨Ⅰ～高Ⅲ共8套油层，34个砂岩组，110个沉积单元，砂岩厚度128.6m，有效厚度56.7m。该区作为大庆油田最早进行加密调整的区块，在调整初期取得了较好的开发效果，但随着油田开发的不断深入，进入特高含水阶段后，逐渐暴露出以下问题：基础井网部分井被葡一组聚驱井网利用，局部地区注采系统不完善；一次加密、二次加密井层系跨度大，井段长，层间矛盾突出，薄差层动用差；高 Ⅰ 10层系及以下油层物性差，注采井距大；井网间开采层位交错，注采关系复杂；油水井数比偏高，井网控制程度低。在相同的含水条件下，开发效果明显低于其他纯油区区块。

3.1确定层系井网重组的技术经济界限

分类油层层系井网调整的技术经济界限，包括不同油层的渗透率级差界限、各类油层注采井距界限和层系组合厚度界限。

1)层段内渗透率级差界限层系重组时严格控制层段内渗透率级差在3左右。

2)各类油层注采井距界限各类油层采用适当的注采井距，油层渗透率小于100×10-3μm2时，合理注采井距应在150m左右，油层渗透率大于200×10-3μm2时，合理注采井距应在250m左右。

3)层系组合厚度界限采用经济效益分析方法，确定北二东示范区在油价40美元/t、内部收益率为12%。250m注采井距下，二、三类油层合理层系组合厚度界限分别为4.89m和6.22m；175m注采井距下，二、三类油层合理层系组合厚度界限分别为9.97m和12.69m。

3.2层系井网重组方式

图2 萨尔图B区层系调整示意图

钻补充井，完善萨尔图基础井网，具体措施如下：①在考虑后期三次采油规划井网的前提下，细分开发层系，缩小井段。原萨葡高Ⅰ二次加密井网缩小井段，转为单独开采萨尔图的二次加密井网；原萨葡高一次加密井网缩小井段，转为单独开采葡Ⅱ～高Ⅰ9层系井网(见图2)。②局部加密，缩小注采井距。对发育较差的高Ⅰ10～高Ⅲ层系缩小开采井距，由250m反九点井网加密调整至175m五点法井网。③对反九点面积井网进行注采系统调整，部分油井转注完善注采系统。

3.3实施效果

试验区调整后细分重组为4套独立层系井网开采，部署井位104口，其中新钻井28口，转注28口，封堵、拔堵、补孔等措施工作量88井次。通过实施层系井网重组改善了试验区开发效果，初步实现了增油降水的调整目标。调整后层间差异明显缩小，平均单井射孔井段由163m缩短到93m，井网控制程度提高5.3%，其中多向连通比例提高幅度较大，提高25.6%。28口新井于2010年7月投产，新钻井初期平均单井日产油3.3t/d，调整后年减缓自然递减2%～3%，预计提高水驱采收率2.27%。